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[Table_Title]
工业 资本货物
市场地位确立+商业模式创新，储能有望提前进入爆发期
[Table_Summary] 报告摘要
储能是能源革命的关键支撑点。据 CNESA 统计，截至 2017 年
底，全球已投运储能项目累计装机规模为 ，年增长率 %，
国内为 ，年增长率 %。抽蓄电站禀赋限制明显，当前，
我们更看好产业链更完备、成本下降较快且商业模式多元的电化学
储能。2000-2017 年全球电化学储能的累计投运规模为 ，容
量为 ，年增长率分别为 30%和 52%，全年已有超过 130个项
目投运，储能呈现全球化应用趋势。电化学储能是解决新能源消纳、
增强电网稳定性、提高配电系统利用效率的合理的解决方案，在整
个电力价值链上能够起到重要的作用，涉及发、输、配、用各个环
节。国家发改委发布的 28 个“首批新能源微电网示范项目名单”
中，有 25 个项目增加了电储能或储能单元，预示储能将成为能源
互联网新型能源利用模式的关键支撑技术。
市场化电价机制的确立，将给储能的发展带来真正的飞跃。我
们认为能给储能带来深远影响的电价机制改革包括：居民电价的逐
渐上涨（交叉补贴的逐渐取消）与峰谷电价加强、两部制电价的实
施、市场化的电能交易等。2017 年 11 月，国家能源据发布《完善
电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，提出了按需扩大电力
辅助服务的提供主体，电储能优势明显，独立市场主体地位已确立。
从山西投运机组来看，辅助服务收益较理想，投资期基本上在 5年
以内。调频市场空间可观，按 2020年燃煤机组 11亿千瓦，储能联
营提供调频服务市场规模按 %保守测算，可达到 ; 而对比
印度，我国 1500GW总装机对应调频市场最高可达 36GW。
“储能+”应用领域已打开。光伏+储能的结合将提高自发自用
比率，提高用户的收益。伴随着储能的成本逐步下降，已有其他国
家已经实现光储在用户侧的平价上网。在电动汽车突飞猛进的前提
下，据中汽研预测，到 2020 年，中国电动汽车动力电池累计报废
量将达到 17 万吨，动力电池的梯次利用渐成热点，随着技术的提
高与政策的指引，有望进一步打开储能的应用空间。
投资建议。当前我国的锂电储能市场处在从示范项目向商业化
初期过渡阶段。我们认为，随着《储能技术与产业发展指导意见》
的落地，储能发展路径与应用前景得以明确，在我国电力体制改革
走势比较
[Table_IndustryList] 子行业评级
[Table_ReportIn
o] 相关研究报告：
《20180204 太平洋电力设备与新
能源行业第 5 周周报：板块承压不
改行业大趋势，坚守龙头长期价值》
--2018/02/04
[Table_Author] 证券分析师：邵晶鑫
电话：010-88695226
E-MAIL：shaojx@
执业资格证书编码：S1190518020001
联系人：周涛
电话：010-88321940
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证券分析师：刘晶敏
电话：010-88321616
E-MAIL：liujm@
执业资格证书编码：S1190516050001
[Table_Message] 2018-02-09
行业深度报告
看好/维持
电气设备
行
业
研
究
报
告
太
平
洋
证
券
股
份
有
限
公
司
证
券
研
究
报
告
行业深度报告
P2 报告标题
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深入实施背景下，储能的准入机制、结算模式的将进一步得到规范。
随着储能技术进步与成本下降，“储能+”应用领域打开，储能商
业化有望提前进入爆发期。推荐标的：打造铅蓄电池产业链闭环的
南都电源、逆变器龙头阳光电源以及锂电池储能全产业链布局的科
陆电子，以及林洋能源、猛狮科技。
风险提示：储能政策落地不及预期，动力电池成本下降不及预
期等。
行业深度报告
P3 报告标题
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目录
一、储能是能源革命的关键支撑点........................................................................................................ 6
（一）储能技术，百家争鸣 ................................................................................................................... 6
（二）电化学储能突飞猛进 ................................................................................................................... 9
（三）储能将成为能源互联网的关键节点 .......................................................................................... 12
二、指导意见落地，储能迎十年黄金发展期 ...................................................................................... 13
（一）《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》出台 .............................................................. 13
（二）电改持续推进，储能将持续发力 .............................................................................................. 14
（三）电力辅助服务市场已开启.......................................................................................................... 16
三、成本下降+商业模式创新，储能将迎来真正春天 ........................................................................ 20
（一）储能现有商业模式分析 ............................................................................................................. 20
（二）分布式光伏增长强劲，国外光储用户侧已实现平价 .............................................................. 22
（三）锂电成本下降叠加动力电池梯次利用，储能经济性渐显 ...................................................... 25
四、重点上市公司 ................................................................................................................................. 27
（一）南都电源 ..................................................................................................................................... 27
（二）阳光电源 ..................................................................................................................................... 28
（三）科陆电子 ..................................................................................................................................... 29
（四）林洋能源 ..................................................................................................................................... 30
（五）猛狮科技 ..................................................................................................................................... 31
行业深度报告
P4 报告标题
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图表目录
图表 1：储能技术应用分类 ..................................................... 6
图表 2：抽水蓄能原理 ......................................................... 6
图表 3：压缩空气原理 ......................................................... 6
图表 4：电容器储能原理 ....................................................... 6
图表 5：超导磁储能原理 ....................................................... 6
图表 6：锂电池储能原理 ....................................................... 7
图表 7：钠硫电池储能原理 ..................................................... 7
图表 8：储能技术应用及优缺点 ................................................. 7
图表 9：全球储能市场累计装机规模（2000-2016）题 ............................... 8
图表 10：中国储能市场累计装机规模（2000-2016）题 .............................. 8
图表 11：电化学主要储能技术的对比 ............................................ 9
图表 12：全球投运电化学储能项目的累计装机规模 ................................. 9
图表 13：中国投运电化学储能项目的累计装机规模 ................................. 9
图表 14：储能在电力系统中的作用 ............................................. 10
图表 15：全球连续五个季度新增投运项目的应用装机分布 .......................... 11
图表 16：中国连续五个季度新增投运项目的应用装机 .............................. 11
图表 17：2016年中国储能系统供应商 TOP10（装机规模 KW) ......................... 11
图表 18：微电网结构 ......................................................... 12
图表 19：储能未来发展规划图 ................................................. 13
图表 20：电价定价机制 ....................................................... 14
图表 21：抽蓄电站经营模式及定价机制 ......................................... 16
图表 22:电力辅助服务相关政策 ................................................ 17
图表 23：各区域 AGC调频辅助服务补偿费用 ...................................... 18
图表 24:2017年二季度各区域电力辅助补偿费用 .................................. 18
图表 25：2017年二季度电力辅助服务补偿构成 ................................... 18
图表 26：2017年二季度电力辅助补偿费用来源 ................................... 19
图表 27：2017年二季度各区域各项电力辅助服务补偿费用情况 ..................... 19
图表 28：全球已投运电化学储能项目的累计装机分布 .............................. 20
图表 29：中国已投运电化学储能项目的累计装机分布 .............................. 20
图表 30：各省市 110KV大工业用电峰谷电价（元/千瓦时） ......................... 20
图表 31：当前电化学储能盈利模式分析 ......................................... 21
图表 32：装机格局变化 ....................................................... 22
图表 33： ................................................................... 23
图表 34： ................................................................... 23
图表 35：户用光伏储能信息统计 ............................................... 24
图表 36：储能发展路径演绎与光伏类似 ......................................... 24
图表 37：动力电池梯次利用和回收利用 ......................................... 26
图表 38：E-BUS电池包的梯次利用 ............................................... 26
图表 39：特斯拉储能 ......................................................... 26
图表 40：特斯拉-小型家用储能墙 .............................................. 26
图表 41：营收和归母净利润（百万元）及同比 .................................... 27
图表 42：南都电源毛利率和净利率走势 ......................................... 27
图表 43：营收和归母净利润（百万元）及同比 .................................... 28
图表 44：阳光电源毛利率和净利率走势 ......................................... 28
行业深度报告
P5 报告标题
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图表 45：营收和归母净利润（百万元）及同比 .................................... 29
图表 46：科陆电子毛利率和净利率走势 ......................................... 29
图表 47：营收和归母净利润（百万元）及同比 .................................... 30
图表 48：林洋能源毛利率和净利率走势 ......................................... 30
图表 49：营收和归母净利润（百万元）及同比 .................................... 31
图表 50：猛狮科技毛利率和净利率走势 ......................................... 31
行业深度报告
P6 报告标题
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一、储能是能源革命的关键支撑点
（一）储能技术，百家争鸣
从广义上讲，储能即能量存储，是指通过一种介质或者设备，把一种能量形式用
同一种或者转换成另一种能量形式存储起来，基于未来应用需要以特定能量形式释放
出来的循环过程。储能技术按照储存介质进行分类，可以分为机械类储能、电气类储
能、电化学类储能、热储能和化学类储能。
图表 1：储能技术应用分类
未找到图形项目表。
资料来源：OFweek，太平洋证券整理
图表2：抽水蓄能原理 图表3：压缩空气原理
资料来源：OFweek，太平洋证券整理 资料来源：OFweek，太平洋证券整理
图表4：电容器储能原理 图表5：超导磁储能原理
行业深度报告
P7 报告标题
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资料来源：OFweek，太平洋证券整理 资料来源：OFweek，太平洋证券整理
图表6：锂电池储能原理 图表7：钠硫电池储能原理
资料来源：OFweek，太平洋证券整理 资料来源：CENSA，太平洋证券整理
储能技术种类繁多，他们的特点各异。实际应用时，要根据各种储能技术的特点
以及对优缺点进行综合比较来选择适当的技术。通常的关注点包括：能量密度 、功率
密度、充放电效率、设备寿命 (年)或充放电次数、技术成熟度、经济因素 (投资成本、
运行和维护费用)、安全和环境方面等。
图表 8：储能技术应用及优缺点
未找到图形项目表。
行业深度报告
P8 报告标题
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储能技
术
储能形
式
功率密
度
W/kg
能量密
度
W
/kg
额定功
率
效
率 %
自放电
率
%
持续放
电时间
寿命
机械类
储能
抽水蓄
能
-
-1.
5
100-500
0MW
65-7
7
小 1-24h+ 40-60a
飞轮储
能
400-15
00
10-30
8
-
86
极高
3s-3
min
~15a
压缩空
气储能
- 30-60 5-300MW
60-7
0
小 1-24h+ 20-40a
电化学
储能
铅酸蓄
电池
75-300 30-50 0-20MW
7
-
90
-0.
3
分-小
时
500-10
00次
锂离子
池
150-31
5
75-200 0-100kW
84-9
1
-0.
3
分-小
时
1000-1
0000+
次
钒液流
电池
- 10-30
30kW-3M
W
65-7
0
小 秒-10h
12000+
次
电气类
储能
超导磁
500-
000
-5
1
0kW-
10MW
95+ 10-15 3s-8s
100000
次
超级电
容
500-50
00
-15 0-300kW
9
-
97
20-40
3s-60m
in
100000
次
资料来源：发电与空调期刊，太平洋证券整理
图表9：全球储能市场累计装机规模（2000-2016）
题
图表10：中国储能市场累计装机规模（2000-2016）
题
资料来源：CNESA，太平洋研究院整理 资料来源：CNESA，太平洋研究院整理
对比各种储能技术，当前成熟度和优越性最高的要属抽水蓄能，占比最高。据CNESA
统计，截至2017年底，全球已投运储能项目累计装机规模为，年增长率%，
国内为，年增长率%。其中，累计装机中抽水蓄能装机占比最大，全球和国
内分别为96%、99%。使用功率大、放电时间长、平准化成本低廉的特点使其在发电侧
占据优势。不过，抽蓄电站禀赋限制也很明显：厂址的选择依赖地理条件（特别是需
要上下水库）、与负荷中心通常较远、耗资大且工期漫长。
行业深度报告
P9 报告标题
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由于电化学储能的载体是电池，与其他储能方式相比，在适用性、效率、寿命、
充放电、重量和便携式方面，更具优势。电化学储能技术也是储能技术中进步最快的，
以锂离子电池、铅炭电池、液流电池为主导的电化学储能技术在安全性、能量转换效
率和经济性等方面均取得了重大突破。
图表 11：电化学主要储能技术的对比
未找到图形项目表。
储能电池 优点 缺点
液流电池
使用寿命长、容量大、适
大规模储能、充放
电性能好、结构简单，成本低
效率一般、能量密度不及锂离
子、钒电
有温度要求、中间
产物有毒，回收和维护成本高
于锂电池
钠硫电池
能量密度高、成组简单、可以高功率放电、寿
命长、无污染、应用前景广阔
安全问题、材料易腐蚀、保温
与耗能（300度环境下启动）、
回收利用不便
铅酸电池
经历 140多年发展，技术成熟，安全性高
成
本低廉
能量密度低、质量大、循环寿
命短、效率低，无法适用大规
模储能需求，而且回收处理不
当的话，已造成环
污染
铅碳电池
兼具电池的比能量优势和超级电容大容量充放
电的优势，高倍率充放电，电池成本低
自放电较大，机械强度差，正
极腐
比较严重
锂离子电池
能量密度高、循环寿命长、无记忆效应、无环
境污染、工作温度范围宽、自放电率低
用于储能成本较高
资料来源：太平洋证券整理
（二）电化学储能突飞猛进
据CNESA统计，2000-2017年全球电化学储能的累计投运规模为，容量为
，年增长率分别为30%和52%；2017年新增装机规模为，容量为，全
年已有超过130个项目投运。2016-2017年全球规划和在建项目的规模达到，越来
越多的项目有望在近一两年投运；同时，储能呈现全球化应用趋势，2015年共有包括
美国、中国、德国在内的10个国家部署了电化学储能系统，2017年则有来自北美洲、
南美洲、非洲、欧洲、大洋洲和亚洲在内的近30个国家都投运了储能项目。
图表12：全球投运电化学储能项目的累计装机规模 图表 13：中国投运电化学储能项目的累计装机规模
行业深度报告
P10 报告标题
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资料来源：CENSA，太平洋证券整理 资料来源：CENSA，太平洋证券整理
我国电化学储能项目累计装机规模达到，年增长率是45%，超过全球增速。
在2016-2017年期间，我国规划和在建的项目规模近，占全球规划和在建规模的
34%，有望在未来几年引领产业发展。在2017年的新增投运项目中，主要集中在锂离子
电池和铅蓄电池项目上。从项目来看，2017年里有越来越多大规模的项目被部署，10
兆瓦以上的项目，无论是投运项目还是在建规划中的项目，相比去年都有所增加，特
别在建规划中的项目是比去年多出了近4倍。
当前，电化学储能是解决新能源消纳、增强电网稳定性、提高配电系统利用效率
的合理的解决方案，在整个电力价值链上能够起到重要的作用，涉及发、输、配、用
各个环节：
图表 14：储能在电力系统中的作用
未找到图形项目表。
资料来源：林洋能源，太平洋证券整理
行业深度报告
P11 报告标题
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发电侧：储能系统可以参与快速响应调频服务，提高电网备用容量，并且可将如
风能、太阳能等可再生能源向终端用户提供持续供电，扬长避短地利用了可再生能源
清洁发电的优点，也有效地克服了其波动性、间歇性等缺点;
输配环节：储能系统可以有效地提高输电系统的可靠性，提高电能的质量;
用户侧：分布式储能系统在智能微电网能源管理系统的协调控制下优化用电、降
低用电费用，并且保持电能的高质量。
从应用分布来看，无论是全球市场还是中国市场，从装机占比上来看，2017年的
市场主要在集中式可再生能源并网、辅助服务以及用户侧领域中的应用比较活跃。
图表15：全球连续五个季度新增投运项目的应用装
机分布
图表16：中国连续五个季度新增投运项目的应用装
机
资料来源：CNESA，太平洋证券整理 资料来源：CNESA，太平洋证券整理
从各环节使用的电化学储能类型上看，铅炭电池储能或率先实现大规模盈利。因
为经济性的需求，目前新增分布式发电及微网储能项目中选择铅炭电池储能较多。以
该技术为主的圣阳电源、南都电源以及双登进入储能新增装机规模TOP10。以南都电源
“投资+运营”及圣阳电源BOT为代表的创新性商业模式，解决了储能系统一次性投资
太大及电池寿命难以得到验证的问题，进一步帮助铅炭电池扩大了其市场份额。
图表 17：2016年中国储能系统供应商 Top10（装机规模 kW)
未找到图形项目表。
行业深度报告
P12 报告标题
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资料来源：CNESA，太平洋证券整理
锂离子电池储垄断辅助服务市场。主要是由于锂电池具有能量密度高、功率密度
大以及体积/重量小的环境友好等的优势。当前，辅助服务领域的技术路线基本定型，
新增装机基本采用了锂电池技术，这一趋势与国际吻合。
（三）储能将成为能源互联网的关键节点
微电网是储能最主要的应用领域，作为微电网中必不可少的部分，储能在微电网
中发挥了至关重要的作用。通常来说，微电网的一般结构如下图所示，由能源流和信
息流相互融合而成，由分布式能源、储能装置、电能变换装置、保护装置和微电网能
源管理系统组成，也可根据实际应用情况进行增减。相对于大电网，微电网表现为单
一的受控单元，它可以保证用户电能的质量和供电安全，同时也是智能电网及能源互
联网的重要组成部分。
图表 18：微电网结构
未找到图形项目表。
行业深度报告
P13 报告标题
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资料来源：林洋能源，太平洋证券整理
在微电网运行中，有两种运行模式：并网运行模式和孤岛运行模式。在微电网孤
岛运行模式时，能量来源于分布式能源和储能电池，当分布式能源的出力小于负荷需
求时，就会存在一定的功率缺额，解决功率缺额的方法就是在微网系统中配备一定容
量的储能设备。
2017年，国家能源局发布“首批‘互联网+’智慧能源示范项目名单”，共有56个
能源互联网示范项目获批，其中绝大多数能源互联网项目规划了储能设施。此外，国
家发改委发布的28个“首批新能源微电网示范项目名单”中，有25个项目增加了电储
能或储能单元，储能必将成为能源互联网新型能源利用模式的关键支撑技术。
二、指导意见落地，储能迎十年黄金发展期
（一）《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》出台
首个储能产业政策出台，未来发展路线清晰。2017年10月11日，业内翘首以盼的
中国首部储能行业独立指导性文件——《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》
出台。首先，《意见》明确了储能“为实现我国从能源大国向能源强国转变和经济提
质增效提供技术支撑和产业保障”，给予了储能极高的认可与定位；同时，明确了未
来10年的发展目标，将分两个阶段推进相关工作，第一阶段实现储能由研发示范向商
业化初期过渡；第二阶段实现商业化初期向规模化发展。
图表 19：储能未来发展规划图
未找到图形项目表。
行业深度报告
P14 报告标题
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资料来源：太平洋证券整理
需要指出的是，业内期待的储能相关补贴政策在此次《意见》中并未明确。我们
认为，储能技术类型和作用不同、量化难度大以及补贴来源等因素，决定了补贴政策
出台之难。联想到新能源汽车的骗补及政策调整，弃风弃光的同时与高额补贴的落差，
过激的刺激政策，容易滋生盲目发展与安全隐患，反而不利用行业的顺利发展。我们
认为，技术进步背景下的规模发展，是新能源成本下降的核心逻辑。尽管在成本约束
下，当前我国的锂电储能市场处在从示范项目向商业化初期过渡阶段。随着《储能技
术与产业发展指导意见》的落地，储能发展路径与应用前景得以明确，在我国电力体
制改革深入实施背景下，储能的准入机制、结算模式的将进一步得到规范，伴随着动
力电池梯次利用、“储能+”应用领域打开，储能有望提前进入爆发期。
（二）电改持续推进，储能将持续发力
我们认为，随着电改的推进，特别是市场化电价机制的确立，将给储能的发展带
来真正的飞跃，成为支持国家能源结构调整、能源转型的重要因素。
图表 20：电价定价机制
行业深度报告
P15 报告标题
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资料来源：国家能源局，太平洋证券整理
在电改背景下，我们认为能给储能带来深远影响的电价机制改革包括：居民电价
的逐渐上涨（交叉补贴的逐渐取消）与峰谷电价加强、两部制电价的实施、市场化的
电能交易等。
中国目前的居民电价大大低于欧美各国居民电价水平，是用工商业电价补贴居民
电价的结果，是非市场经济因素干预的异常。逐步取消交叉补贴，恢复电价的市场定
价机制是电改的目标之一。中长期来看，居民电价势必上涨，工商业电价必然下调，
峰谷电价差也有望加大。而居民电价的回归将推动分布式光伏进入千家万户，从而将
带动光储一体的发展。关于这点我们第三章会有详述。
两部制电价是指将上网电价分为两部分—发电容量电价和电度电价。其中，容量
电价主要反映发电厂的固定成本，与发电厂类型、投资费用、还贷利率和折旧方式等
密切相关；电量电价主要反映发电厂的变动成本，与燃料费用和材料费用等密切相关。
在没有建立辅助服务市场的电力市场中，由于不同类型的发电机组在电网中的作用不
同，发电成本也不同。这种以合理分担发供电容量成本和电能成本为主要依据，并分
别以容量电价和电度电价计算客户电费的办法可使不同类型的发电机组得到合理的成
本补偿和投资回报。
实际上，两部制电价在抽蓄电站已先行一步，国家发改委2014年8月下发《关于完
善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》。明确了在形成竞争性电力市场以前，
对抽水蓄能电站实行两部制电价。
行业深度报告
P16 报告标题
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图表 21：抽蓄电站经营模式及定价机制
经营模式 电价机制 代表电站
第一电量电
价模式
国务院价格主管部门核定抽水蓄能电
站的上网电价，由电网公司统一支付
其成本、利润并负责还本付息，电站
仅负责按调度要求运行。
北京十三陵抽水蓄能电站（电价
元/kWh）
响
甸抽水蓄能电站（电价
元/kWh）
两部制电价
模式
按照电厂的可用容量及上网电量分别
计付电费，包括容量电价和电量电价。
其中容量电价用来回收抽水蓄能电站
的固定成本、投资回报及税金，电量
电价用来回收的抽水成本。
天荒坪抽水蓄能电站（容量电价
470元/千瓦时，按年支付，电量
电价 元/千瓦时；抽水电
价 元/千瓦时）
电网全资建
设、经营模
式
不核定电价，其成本纳入当地电网运
行费用统一核定
2004年 1月 12日后审批的抽水
蓄能电站
资料来源：CNESA，太平洋证券整理
天荒坪抽水蓄能电站在投产初期，因固定资产投入量与产能未匹配及电价未到位，
一度亏损。采用两部制电价后，经济效益改善明显：电力产品年销售收入达15亿元，
扣除购电费、折旧费、财务费用和所得税等，净利润在亿左右。随着电改的进行，
参与辅助服务的储能应该按照“谁投资谁受益，谁受益谁买单”的市场经济原则，储
能有望参照抽水蓄能的两部制补偿，即通过容量电价和电量电价对参与辅助调峰的储
能企业给予补偿，从而体现储能电价的电量效益和系统效益。
此外，国家能源局表示允许用户侧的储能参与电能交易，同时它还鼓励具有配电
运营权的售电公司配置储能。随着2017年4月我国微电网的首张电力业务许可证的获
批，储能有望在电力体制改革中首先放开的售电侧中获益。我们认为，随着电力市场
改革的逐步深入，将为储能提供更多的应用模式和发展空间。
（三）电力辅助服务市场已开启
不同于一般的能源系统，电力系统具备与生俱来的系统性、统一性和实时平衡性。
所有的发电设备、输电设备、配电设备和用电设备均处于一张大网中，需要严格地遵
守统一的规则，步调一致，才能保证电网的稳定性和经济性。发电企业不仅要发电盈
利，还要承担维护电网稳定的义务，这就是所谓“电力辅助服务”。包括:一次调频、
自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等。以往辅助服务主要由发
电机组提供，随着可再生能源并网规模的不断增长，辅助服务需求也在大幅度增加，
新型储能系统已开始提供辅助服务。
2016 年 6 月，能源局发布了《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务
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P17 报告标题
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补偿（市场）机制试点工作的通知》，确定了储能参与调峰调频辅助服务的主体地位，
提出在按效果补偿原则下，加快调整储能参与调峰调频辅助服务的计量公式，提高补
偿力度。《通知》从效用角度综合考量储能的容量与质量，在政策设置上更具合理性
和可持续性，标志储能发展正是进入快车道。
2017 年 11 月，国家能源局在《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》
中提出，以完善电力辅助服务补偿（市场）机制为核心，全面推进电力辅助服务补偿
（市场）工作的三个阶段：
第一阶段（2017-2018）：完善现有相关规则条款，落实现行相关文件有关要求，强化
监督检查，确保公正公平；
第二阶段（2018-2019）；探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务
分担共享机制；
第三阶段（2019-2020）：配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。
图表 22:电力辅助服务相关政策
时间 政策 内容
《关于促进电储能参与“三
北”地区电力辅助服务补偿
（市场）机制试点工作的通
知》
确定在“三北”地区选取 5个电储能设施参与电
力调峰调频辅助服务补偿市场机制试点
《关于同意开展东北区域电
力辅助服务市场专项改革试
点的复函》
同意开展东北电力辅助服务市场专项改革试点工
作
《电力中长期交易基本规则
（暂行）》
市场专员包括各类发电企业、售电企业、电网企
业、电力用户、电力交易机构和独立辅助服务提
供者
《能源生产和消费革命战略
（2016-2030）》
推动互联网与分布式能源技术、先进电网技术、
储能技术深度融合
《完善电力辅助服务补偿
（市场）机制工作方案》
鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服
务，允许第三方参与提供电力辅助服务。
资料来源：公开资料，太平洋证券整理
电力辅助服务市场发展迅速。我国还处于电力市场的初级阶段，虽然辅助服务补偿
的价格机制仍不明朗，三在辅助服务提供者、提供方式、调节和评估指标、结算方式等
方面已基本形成有章可循的交易机制，因此部分区域的电力辅助服务市场已逐步打开。
近年来各区域电网及省网陆续发布了并网发电厂辅助服务的管理细则，对电力辅助服务
的交易方法仍效果补偿机制做了充分说明，为储能参与调峰调频辅助服务逐渐完善激励
机制。从系统需求的角度，基于实际表现的辅助服务补偿方式则对所有资源一视同仁，
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P18 报告标题
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能够更好满足系统实际运行需要且经济性更好的资源将得到更高的补偿，这有利于鼓励
服务提供者更关注系统需求，真正回归到系统购买辅助服务的初衷。
以自动发电控制（AGC）调频补偿为例，各区域电网大多通过考核调用容量和贡献效果来
进行 AGC 辅助服务补偿。储能系统应用放电厂可通过 AGC 调频调度，获取电网核发的补
偿奖励，并给予更高的发电利用小时数，在利润水平上普遍较高。
图表 23：各区域 AGC调频辅助服务补偿费用
区域电网 补偿方法
东北电网 600 元/万千瓦时
西北电网
1. 可调用容量补偿：火电组每月 1000元/万千瓦时，水电机组每
月 400元/万千瓦；
2. 服务贡献量补偿：火电机组 800元/万千瓦时，水电机组每月 200
元/万千瓦时。
华北电网
1、可用时间补偿：10元/小时；
2、服务贡献补偿：日补偿费用=P(AGC)*t(AGC)*k(pd)*Y(AGC),式
中，P(AGC)为机制 AGC调节可用容量，单位为 MW；t(AGC)为机
组全天 AGC补偿计算时间，单位为小时。
华东电网
1、ACG服务按机组计量；
2、基本补偿：每月按机组 AGC 的投运率和可调节容量的乘积补偿
240 元/MW；
3、调用补偿：按节能发电调度的地区，增发电量按照 10元/MWh补
偿，少发电量按照 50元/MWh 补偿，按照年度发电计划调度的地区，
增发或少发的电量按照 10元/MWh给予补偿。
南方电网
AGC容量补偿费用=AGC 容量服务供应量*R1；
AGC电量补偿费用=AGC 实际调节电量*R2.
华中电网 50 元/MWh
资料来源：能源局，太平洋证券整理
根据 2017年 11月国家能源司发布的《关于 2017年二季度电力辅助服务有关情况的通报》
数据显示，今年二季度，涉及电力辅助服务补偿的发电企业数量红 2725家，发电机组装
机容量共 14亿千瓦，补偿费用共 亿元，占上网电费总额的 %，其中西北区域
补偿最多。按第二季度情况推算，我国电力辅助服务全年补偿费用超过 110亿元。
图表 24:2017年二季度各区域电力辅助补偿费用
图表 25：2017年二季度电力辅助服务补偿构成
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P19 报告标题
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辅助服务补偿非补贴，补偿费用主要来自电厂分摊费用。辅助服务补偿费用有别于
补贴辅费用，不是针对储能的补贴，其来源也并非为国家电网，主要来自对各发电厂的
“分摊”，即预罚款。
从电力辅助服务补偿费用来源来看，主要来自分摊费用，合计 24亿元，占比达 85%，
跨省去辅助服务补偿分摊费用合计 亿元，新机差额资金合计 亿元，考核等其他
费用合计 亿元，无分摊减免费用。
继2016年末东北电力辅助服务市场专项改革试点率先启动以来，2017年山东、福
建、新疆、山西等省区先后发布电力辅助服务市场化建设试点方案和运营规则。各地
结合当地不同的发电和负荷特点，在调峰或调频领域构建辅助服务市场化交易机制。
各地均对储能给予与发电企业、售电企业、电力用户平等的市场主体身份。电储能既
可以以独立市场主体身份为电力系统提供辅助服务，也可以在发电侧通过与机组联合
资料来源：国家能源局，太平洋证券整理 资料来源：国家能源局，太平洋证券整理
图表 26：2017年二季度电力辅助补偿费用来源 图表 27：2017 年二季度各区域各项电力辅助服务
补偿费用情况
资料来源：国家能源局，太平洋证券整理 资料来源：国家能源局，太平洋证券整理
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P20 报告标题
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的方式参与市场交易共享收益。
三、成本下降+商业模式创新，储能将迎来真正春天
（一）储能现有商业模式分析
目前用户侧储能最广泛应用的一种商业模式，这种模式的利润来源主要有两个：
利用峰谷价差实现套利和电费管理。江苏、北京、广东成为2017年国内储能项目规划
建设投运最热地区，这些地区经济发达，工商业园区多，用电负荷大，用户侧峰谷电
价差较大，拥有较大的套利空间。此外在“投资+运营”等模式下，这些已经做成的项
目也多由储能企业自己持有，使用储能装置的企业只需付出服务费用而不必承担风险。
图表28：全球已投运电化学储能项目的累计装机分
布
图表29：中国已投运电化学储能项目的累计装机分
布
资料来源：CNESA，太平洋证券整理 资料来源：CNESA，太平洋证券整理
图表 30：各省市 110kV大工业用电峰谷电价（元/千瓦时）
未找到图形项目表。
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资料来源：国网，南网，太平洋证券整理
而在可再生能源并网领域，储能收益主要还是依靠限电时段的弃电量存储。在一
些老光伏电站，比如西藏和青海开展的项目已经开展利用老电站比较高的上网电价做
弃电存储，确实具有一定的价值，但投入成本压力下，回收期较长。此外，在提高跟
踪计划出力、改善电力输出质量以及环境效益等补偿机制还有待建立。
辅助服务收益目前比较理想，投资期基本上在5年以内。在山西省优惠的政策下，
火电联合调频项目在这里落地较多。科陆电子最大的调频项目回收期不到三年，实际
投资不到3000万，每天收入平均在8、9万元。调频市场空间可观，按2020年燃煤机组
11亿千瓦，储能联营提供调频服务市场规模按%保守测算，可达到; 印度中央
电力监管委员会（CERC）正在制定引进辅助服务市场的政策框架，要求2-3%的发电容
量用于调频，印度的总装机量已经超过210GW，带来4-5GW的调频市场潜力，以此测算，
我国1500GW总装机对应调频市场最高可达36GW。
图表 31：当前电化学储能盈利模式分析
行业深度报告
P22 报告标题
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发电侧 用户侧 辅助服务
当前盈利点 限时时段的弃电存储；
老光伏电站+储能降低
被考核风险；难以有效
评估优先调度带来的
电量多发收益：仅限东
北个别风场
峰谷价差节省电费；没有合
理的峰谷电价制度
提高火电机组调频，带
来日补偿费用提高降
低被考核风险投资回
收期 5年左右，有经济
性
没有得到补
偿的价值
提高跟踪规划出力
改善电力输出质量
火电备用容量减少
环境效益
具备需求相应的能力：需求
相应政策落实具备削减最大
需量的能力：需量合同签订
难度大
其他：没有初装补贴
现有市场规模较小
付费机制：发电厂均
摊，不可持续
商业模式 没有经济性、示范阶段
用户投资加运营：推动
缓慢
储能厂商投资加运营，
并与用户分摊收益：投
资压力大
投资回收期：7-9年左右
用户投资加运营动力不足，
储能厂商投资加运营，并与
用户分摊电费节约收益；前
期投资压力大、风险高
开发商投资加运营模
式；项目投资、建设、
运行和维护全部由开
发商承担；业主提供场
地和电网接入，运行净
收益，双方按协议分
配；商业模式单一
资料来源：CNESA，太平洋证券整理
（二）分布式光伏增长强劲，国外光储用户侧已实现平价
国内分布式市场爆发。从政策上来看，分布式光伏市场是侧重点。国家能源局 2016
年底发布了《太阳能发展“十三五”规划》，规划中明确指出到2020 年光伏发电装机
容量达到 105GW 以上，其中分布式光伏 60GW 以上。
从今年的装机分布来看，前三季度新增42GW中，其中分布式装机15GW，同比增长
了300%。分布式占比也从10%扩大到%，分布式市场规模快速扩大，电站建设的地
区也从原来西北部快速迁移到中东部。
图表32：装机格局变化
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P23 报告标题
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资料来源：光伏业协会，太平洋研究院整理
分布式与储能互为推动力。分布式光伏存在的重要问题在于并网的不稳定性，除
了可以存储电能外，储能还可以调节分布式光伏并网时的功率波动，增强光伏发电的
稳定性。储能的发展将为分布式光伏的提供更好的发展环境。
图表33：
资料来源：，太平洋研究院整理
加了储能的光伏系统，自发自用率更高。“自发自用，余电上网”并网模式的收
益计算涉及到三个部分：国家补贴、节省的电费和上网收益。而用电的电费是要比上
网收益（卖给电网的电费）要高的，因此自用电越多，收益就越高。
目前用户的光伏系统的自发自用部分都相对较低，有的还不到30%，而光伏+储能
的结合会大大提高自发自用比率，从而提高用户的收益。对比光伏系统与光伏+储能系
统的收益情况，以常见的10KW户用系统为例，平均每天发电40度，假设用户白天自用
电为10度，其余30度买给电网，（自用率10/40=25%）加装储能设备后，10度自用，20
度电存入蓄电池晚上使用（自用率10+20/40=75%）,以广东地区电价为例，自用电价
元，上网电价元。
图表34：
节省电费 上网电费 国家补贴 当日收益
全年收
益
光伏系统 10*=
30*=10.
5
40*=
++=33.
8
12337
储能并网 30*= 10*= 40*=
++=36.
8
13432
行业深度报告
P24 报告标题
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资料来源：，太平洋研究院整理
可以看到75%的自用率比25%的自用率一年收益多1100块钱，自用比率更高，收益
还会更多。
当前，伴随着储能的成本逐步下降，国外已经实现光储在用户侧的平价上网，以
德国为例，在户用储能方面，2016年德国新增了2万套户用储能电池系统，到2017年其
户用储能系统安装量为52000套，预计短期内，在大幅降低的储能系统成本、逐年下降
的分布式光伏上网电价、高额零售电价、高比例可再生能源发电、德国复兴银行户用
储能补贴等因素推动下，户用储能市场容量将持续攀升。我们认为，随着我国户用光
伏市场的爆发及电价改革的推进，国内户用储能将紧随其后。
图表35：户用光伏储能信息统计
国家 已安装 未来预期 驱动因素
德国 户用储能系统 2015年 万套
2020年预计增至
15-30万套
高电价，并网补贴下
降
日本 户用储能系统 2014年 2万套
2018 年预计增至 3-4
万套
高电价，安装补贴和
替代能源热情
美国
分布式储能系统 2015年容量
118MW（1184个）
2019 年预计增加到
370MW
新应用模式可节约电
费
澳大利亚
户用储能系统 2015年 500-1000
套
2020 年预计增至 3-4
万套
不断上涨的电价，系
统安装补贴
英国
截止 2016年 8月，至少安装了
1500个小型户用光伏
2020 年英国储能市
场将达到 170亿美
元，到 2030年将达到
300亿美元
高电价，补贴下降或
取消
资料来源：IHS，太平洋研究院整理
技术进步背景下的规模发展，是新能源成本下降的核心逻辑。以光伏为例，2008
年至今，光伏度电成本下降80%以上（当前下降的趋势仍在持续），而储能同样适用。
尽管在成本约束下，当前我国的锂电储能市场处在从示范项目向商业化初期过渡阶段。
我们认为，随着《储能技术与产业发展指导意见》的落地，储能发展路径与应用前景
得以明确，在我国电力体制改革深入实施背景下，储能的准入机制、结算模式的将进
一步得到规范（例如调频市场定价机制）。随着储能技术进步与成本下降，“储能+”
应用领域打开，储能商业化有望提前进入爆发期。
图表36：储能发展路径演绎与光伏类似
行业深度报告
P25 报告标题
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资料来源：CICCAS，太平洋研究院整理
成本方面，以4小时容量的储能系统为基准，2007年，大规模锂电池储能系统的成
本大约是每千瓦时8000~10000元；到2017年，该成本已经下降到每千瓦时1800~2000元。
预计未来3年左右，锂电池储能系统的成本预计将降低到每千瓦时1500元。
（三）锂电成本下降叠加动力电池梯次利用，储能经济性渐显
以5年/8万公里的质保计算，2009年到2012年推广的车辆或行驶里程较长车辆的动
力电池，已经需要更换或维修。中国首批动力电池将会在2018年前后出现大规模退役，
随着新能源汽车产销量的猛增，动力锂电池的“报废潮”很快来临。据中汽研预测，
到2020年，中国电动汽车动力电池累计报废量将达到17万吨。
而储能行业的发展，为动力电池退役、梯次利用提供了新出路，《关于促进我国
储能技术与产业发展的指导意见》中就提出要“完善动力电池全生命周期监管，开展
对淘汰动力电池进行储能梯次利用研究”。2017年初，国务院办公厅印发《生产者责
任延伸制度推行方案》，《方案》指出，电动汽车及动力电池生产企业应负责建立废
行业深度报告
P26 报告标题
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旧回收网络;此后，一系列国标如《车用电池回收利用拆解规范》、《车用电池回收利
用余能检测》发布，逐渐构建动力电池回收利用标准。
2017年以来，新能源汽车企业、储能系统集成企业、动力电池企业、PACK和BMS企
业、电池回收企业等产业链的各个参与方纷纷加紧布局梯次利用储能市场。工商业园
区MW级梯次利用示范项目投运、铁塔公司发布退役动力电池招标计划等一系列动态激
发了梯次利用储能市场的热度。
图表 37：动力电池梯次利用和回收利用 图表 38：E-bus电池包的梯次利用
资料来源：爱卡汽车，太平洋证券整理 资料来源：爱卡汽车，太平洋证券整理
图表 39：特斯拉储能 图表 40：特斯拉-小型家用储能墙
资料来源：爱卡汽车，太平洋证券整理 资料来源：爱卡汽车，太平洋证券整理
动力电池的梯次利用面临最大的问题依然在于成本。其主要的原因在于梯次利用
技术现阶段尚不成熟，从而导致在退役动力电池的拆解、可用模块的检测、挑选、重
组等方面的成本较高。以一个3MW*3h的储能系统为例，在考虑投资成本、运营费用、
充电成本、财务费用等因素之后，如采用梯次利用的动力电池作为储能系统电池则系
统的全生命周期成本在元/kWh。而采用新生产的锂电池作为储能系统的电池，则
系统的全生命周期成本在元/kWh。由此可见，梯次利用动力电池成本明显高于新
电池。而若政府对梯次电池储能系统进行1200元/kWh进行补贴，则系统的全生命周期
行业深度报告
P27 报告标题
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成本将降至元/kWh。
发展电动车的初衷即绿色减排，要真正实现必将要依托可再生能源供电。未来电
动车将成为一个移动储能点，也是一个移动微电源，通过储能与可再生能源有效结合。
储能是解决可再生能源间歇性的根本途径，可再生能源、储能和电动车三者是相辅相
成的关系。
未来的电动车因其数量庞大，总体有强大的储电容量，足以保障可再生能源的充
分发展。除动力电池梯次利用的逐步推广，V2G、有序充电的技术都会使储能的经济性
渐显。经测算，当锂电池单体价格低于1元/wh时，电动车的全生命周期成本低于燃油
车，而随着油价的上升，可再生能源和储能的成本不断降低，新能源和新能源汽车的
融合将加速到来，市场也将以强大的力量推动这场汽车革命和能源革命，实现绿色出
行、绿色生活。
四、重点上市公司
（一）南都电源
公司专业从事通信电源、绿色环保储能应用产品研究、开发、制造和销售，并为
后备电源、移动电源及特殊电源领域提供完整的解决方案和服务。公司拥有多个品种
的阀控密封蓄电池产品和锂电池产品，是行业内产品系列最齐全的企业之一。
2018年 1月 28日，公司分别与徐州中联水泥有限公司、江苏禾友化工有限公司、
江苏仓环铜业股份有限公司、无锡锡州电磁线有限公司、江苏豪森药业集团有限公司、
强强(北京)国际商务酒店有限公司以及国贸物业酒店管理有限公司等 7 家公司，签署
了针对实施电力需求侧管理、削峰填谷、改善电能质量、有效平抑负荷波动，并实现
能源有效利用为目的的储能电站项目运营管理服务合同，合计容量为 180MWh。
图表41：营收和归母净利润（百万元）及同比 图表42：南都电源毛利率和净利率走势
行业深度报告
P28 报告标题
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资料来源：Wind，太平洋证券整理 资料来源：Wind，太平洋证券整理
（二）阳光电源
公司专注于光伏逆变器，从原来的追赶欧美对手，到现在具备了国际领先水平。
公司正打造“光+储+车”闭环生态系统，布局储能、新能源汽车驱动等业务。2014 年
公司与三星 SDI株式会社进行战略合作，提前布局储能产业,抢占技术制高点。2016年
7月 8日，子公司阳光三星储能电源实现投产，年产能 2000MWh电力储能设备，为西藏
双湖微网系统、甘肃金昌 100MW 光伏电站等多个项目提供锂电池、储能逆变器、能量
管理系统等核心设备。
把握发展机遇，加大分布式电站研发投入，设立户用光伏品牌 Sunhome，加快分布
式光伏市场品牌建设，同时参与国家分布式发电示范区工程，参加国家分布式关键技
术课题研究，逐渐成为分布式市场的领导者。公司在渠道，品牌，系统服务方面优势
明显，公司 2018年计划 5万套的户用光伏。
随着光伏成本的降低以及金融模式的介入，户用光伏的类固定资产的投资属性得
到体现，户用光伏时代正在到来，公司利用自己的运维和渠道优势，将受益于光储一
体的快速增长。
图表43：营收和归母净利润（百万元）及同比 图表44：阳光电源毛利率和净利率走势
行业深度报告
P29 报告标题
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资料来源：Wind，太平洋证券整理 资料来源：Wind，太平洋证券整理
（三）科陆电子
公司是国内高端电能表产业的开拓者，也是中国领先的电力设备与软件制造商。
公司是储能调频领域的开拓者， 2017年 4，山西同达电厂储能 AGC调频项目顺利建成
并即将投运，项目建设规模为 9MW/，项目投运后，将成为目前国内规模最大
的储能电力调频项目。同时，公司同国能合资打造“储能”锂电基地，铁锂储能电池
循环寿命实现质的突破，度电成本领先，应用前景广阔。此外，公司参与的国内第一
个商业化运行的风光储电网融合示范项目——玉门市三十里井子风光储电网于 2016年
6月完成系统调试，成功并入电网投入运行，下一步将结合储能进行深入试验示范与研
究应用。
我们认为公司在清洁电力领域布局全面深入，随着新能源发电占比提升以及储能
需求同步增加，公司有望在产品、资源的布局优势下取得良好业绩，同时该项业务也
将拉动电池业务发展，未来发展可期。
图表45：营收和归母净利润（百万元）及同比 图表46：科陆电子毛利率和净利率走势
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P30 报告标题
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资料来源：Wind，太平洋证券整理 资料来源：Wind，太平洋证券整理
（四）林洋能源
公司根据市场形势和企业自身快速发展的需求，在能源、能效管理领域的战略建
设。依托公司在海量数据采集、高可靠性宽带双向通信、能源管理和优化调度、分布
式协同控制、云计算、海量能源数据挖掘等领域的技术优势，积极打造林洋智慧分布
式能源管理平台。布局从上游发电，到下游用电、售电、能效管理等一体化的能源互
联网生态闭环。 公司近年已逐渐从电表龙头成长为分布式光伏龙头。公司分布式光伏
发电营收占比不断提升，2017 年上半年占比近 40%，分布式光伏发电站投建运营业务
已成公司主要的业绩增长点。
2017年 3季度末，公司已并网电站规模达 1175MW，后续将加大 EPC业务规划。同
时，公司倾心打造的“N 型单晶高效双面组件”开始量产，将成为公司新能源业务的
核心竞争力之一。在互联网+智慧能源背景下，公司有望成为国内智慧分布式储能的龙
头企业。
图表47：营收和归母净利润（百万元）及同比 图表48：林洋能源毛利率和净利率走势
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P31 报告标题
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资料来源：Wind，太平洋证券整理 资料来源：Wind，太平洋证券整理
（五）猛狮科技
公司已形成高端电池制造、新能源车、清洁电力三大业务板块布局。在清洁电力
业务上，构建了清洁能源发电（风、光、水）、储能（电站级、用户级）、智能输配
电（微电网运营）、远程能源管理、售电服务的一体化产业链。储能电站业务上公司
已取得实质性进展。2017上半年公司完成陕西定边 10MWh 储能示范电站的设备安装，
同时推进德国 Relzow 200MWh 储能电站的设计、设备选型等前期工作。推进储能的同
时，公司也积极布局光伏电站、风电等新能源发电业务，高端电池制造业务也将满足
未来储能高端需求，从发电侧到需求侧的核心环节均有涉及。
我们认为公司在清洁电力领域布局全面深入，随着新能源发电占比提升以及储能
需求同步增加，公司有望在产品、资源的布局优势下取得良好业绩，同时该项业务也
将拉动电池业务发展，未来发展可期。
图表49：营收和归母净利润（百万元）及同比 图表50：猛狮科技毛利率和净利率走势
资料来源：Wind，太平洋证券整理 资料来源：Wind，太平洋证券整理
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重点推荐公司盈利预测表
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2016 2017E 2018E 2019E 2016 2017E 2018E 2019E 18/02/08
[Table_ImportCompany1] 300068 南都电源 买入 32 23 16 13
002121 科陆电子 增持 37 27 21 17
002684 猛狮科技 增持 59 40 18 12
300274 阳光电源 增持 35 21 16 13
601222 林洋能源 买入 26 18 14 12
资料来源：Wind 资讯，太平洋研究院整理
行业深度报告
P33 报告标题
请务必阅读正文之后的免责条款部分 守正 出奇 宁静 致远
投资评级说明
1、行业评级
看好：我们预计未来 6个月内，行业整体回报高于市场整体水平 5%以上；
中性：我们预计未来 6个月内，行业整体回报介于市场整体水平－5%与 5%之间；
看淡：我们预计未来 6个月内，行业整体回报低于市场整体水平 5%以下。
2、公司评级
买入：我们预计未来 6个月内，个股相对大盘涨幅在 15%以上；
增持：我们预计未来 6个月内，个股相对大盘涨幅介于 5%与 15%之间；
持有：我们预计未来 6个月内，个股相对大盘涨幅介于-5%与 5%之间；
减持：我们预计未来 6个月内，个股相对大盘涨幅介于-5%与-15%之间；
销 售 团 队
[Table_Team] 职务 姓名 手机 邮箱
销售负责人 王方群 13810908467 wangfq@
北京销售总监 王均丽 13910596682 wangjl@
北京销售 李英文 18910735258 liyw@
北京销售 成小勇 18519233712 chengxy@
北京销售 袁进 15715268999 yuanjin@
北京销售 孟超 13581759033 mengchao@
北京销售 张小永 18511833248 zhangxiaoyong@
上海销售副总监 陈辉弥 13564966111 chenhm@
上海销售 李洋洋 18616341722 liyangyang@
上海销售 张梦莹 18605881577 zhangmy@
上海销售 洪绚 13916720672 hongxuan@
上海销售 沈颖 13636356209 shenying@
上海销售 宋悦 13764661684 songyue@
广深销售副总监 张茜萍 13923766888 zhangqp@
广深销售 张卓粤 13554982912 zhangzy@
广深销售 王佳美 18271801566 wangjm@
广深销售 胡博涵 18566223256 hubh@
广深销售 查方龙 18520786811 zhafl@
研究院
中国北京 100044
北京市西城区北展北街九号
华远·企业号 D座
电话： (8610)88321761
传真： (8610) 88321566
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报告以及撰写本报告的所有研究分析师或工作人员在此保证，本研究报告中关于任何发行商或证券所
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卖的出价或询价。我公司及其雇员对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失概不负责。我
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